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(長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅 西峰 745000)

1 區(qū)域概況

晚三疊世之前，為華北板塊延伸于秦嶺-祁連海的邊部，早古生代為陸表海沉積，晚古生代開始海退，沉積了一套海陸交互相地層，即石炭-二疊系地層，陸相河流湖泊開始發(fā)育，整體為厚度為1 000余米的湖相-三角洲相沉積體系，即上三疊統(tǒng)延長組含油層系。

鄂爾多斯盆地以賀蘭山、呂梁山、秦嶺、陰山為邊界，整個地區(qū)發(fā)育黃土和沙漠，其面積大約37×104km2，除去銀川、六盤山、河套、渭河斷陷盆地，盆地面積約達25×104km2，地理上跨越陜、甘、寧、蒙、晉五省(區(qū))。而今的鄂爾多斯盆地東部地勢較緩，西部地勢較陡，為一個近乎矩形的南北走向盆地。H339區(qū)構(gòu)造位置處于伊陜斜坡的西南方位，部分構(gòu)造屬于鼻狀構(gòu)造，位置處于慶陽地區(qū)，整體為一個向西傾的單斜構(gòu)造。近年來該地區(qū)長不斷有新的發(fā)現(xiàn)(H339、H491、H280等井長8均獲得高產(chǎn)工業(yè)油流)，預(yù)測含油面積不斷擴大。

2 地質(zhì)特征

2.1 地質(zhì)演化

該盆地的中生界三疊系上統(tǒng)延長組地層，沉積時是處于印支構(gòu)造運動的早期和晚期，在構(gòu)造運動的早期，使盆地由隆起轉(zhuǎn)為坳陷，進入大型淡水湖泊發(fā)育期，延長組第一段和第二段地層沉積從河流三角洲沉積開始，到三角洲前緣沉積和深水體沉積，在構(gòu)造運動的晚期，盆地由坳陷轉(zhuǎn)為整體抬升，使盆地湖泊由擴大發(fā)育期又轉(zhuǎn)為收縮期，延長組第三段、第四段和第五段地沉積由辮狀河三角洲沉積進入濱淺湖相及河漫沼澤沉積結(jié)束。

2.2 構(gòu)造特征

鄂爾多斯盆地東部地勢較緩，西部地勢較陡，為一個近乎矩形南北走向的向斜盆地。由該盆地的形成過程來看，可將其分為六個一級構(gòu)造單元，包括西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷、陜北斜坡、晉西撓褶帶、伊盟隆起和渭北隆起。湖盆沉積物有近物源、多物源的特點，物源區(qū)為盆地四周的剝蝕區(qū)。盆地表面可見多處斷裂，地表褶皺多而明顯，地層比較平緩，盆地內(nèi)部多見鼻狀構(gòu)造，儲集較好的大面積向構(gòu)造十分少見。長8的構(gòu)造形態(tài)為一個向西傾斜的單斜構(gòu)造，坡度起伏較小，地層近乎水平，構(gòu)造不是油氣的主控因素。油氣圈閉因沉積相帶和物性的不同而受影響。

2.3 沉積體系

2.3.1 沉積體系劃分

將區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和沉積相結(jié)合分析，對取心井的巖心、測錄井資料詳細分析研究，并依據(jù)巖石組合、沉積組構(gòu)和剖面序列，認為鎮(zhèn)北地區(qū)長8受西南物源影響較大，屬于三角洲前緣亞相，沿河道砂體呈條帶狀展布，延伸較遠，形態(tài)變化大，是主要的油氣富集區(qū)。

2.3.2 沉積環(huán)境

鎮(zhèn)北油田處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的西南部，屬于西南沉積體系，亞相類型為辮狀河三角洲前緣亞相。研究區(qū)主力油層為長81，其有水下分流河道、河口壩、分流間洼地3種沉積微相。

(1)水下分流河道微相

物源是該地區(qū)沉積物的組成和結(jié)構(gòu)的主控因素，沉積物顆粒較粗，主要為中細砂巖，砂層底面常見沖刷面，層理較為發(fā)育，砂層間可見灰色及灰綠色泥質(zhì)夾層，呈疊置排列，厚度可達數(shù)十米，自然電位曲線形態(tài)主要為齒化箱形和頂?shù)诐u變箱形。

(2)河口壩微相

辮狀河河道向盆地方向延伸，沉積物粒度變細，底部沖刷沒有河道區(qū)發(fā)育，交錯層理較河道區(qū)來說更多，其厚度較河道區(qū)來說要小。自然電位曲線形態(tài)多為齒化鐘形，曲線主要反映河道沖刷的影響變小，而波浪對其有了一定的改造作用。

(3)分流間洼地微相

巖性為灰綠色泥巖夾薄層砂巖，砂巖的層理構(gòu)造為塊狀層理和小型層理構(gòu)造，常見滑塌面和變形構(gòu)造。自然電位曲線形態(tài)包括齒狀、指狀和齒化鐘形。

2.4 地層劃分與對比

長8油藏巖性主要以灰黑色細砂巖，灰黑色泥巖，粉砂質(zhì)泥巖互層為主，局部泥巖呈條帶狀，粉砂質(zhì)泥巖分布較均勻。長8油藏頂部為張家灘頁巖，厚度在20 m左右，長8油藏的底部，即長9油藏的頂部為一套厚度約8 m的暗色泥巖，以及夾灰色粉細砂巖的頁巖。

小層劃分對比的原則為：通過標志層、沉積旋回、沉積厚度變化等來細分對比小層。

地層劃分與對比依據(jù)

(1)標志層是小層劃分對比的主要依據(jù)之一

標志層是一層段或者上下區(qū)別明顯的層面，其巖性穩(wěn)定、特征突出、分布廣泛、測井曲線形態(tài)特征易于識別。一般來講，標志層具有等時特征，選取對比標志層應(yīng)在沉積旋回分界線附近和不同巖相段分界線附近。同時局部地區(qū)的輔助標志層也是小層劃分的依據(jù)。在小層劃分對比過程中，標志層選取的越多，小層劃分對比的準確性就越高。本區(qū)主要標志層為K0和K1。

(2)旋回是小層劃分對比的主要依據(jù)之二

旋回是地質(zhì)營力的周期變化，在地層中的規(guī)律記載。因為地質(zhì)營力有尺度上的差異，于是導致旋回也有尺度上的差別。同時，因為不同尺度的地質(zhì)營力可以相互疊加，所以在地層中能夠觀察到不同的旋回級別，如正旋回、反旋回、復合旋回，低級別旋回和高級別旋回。通過認識旋回特征變化規(guī)律，進而進行旋回劃分。

(3)厚度的規(guī)律變化是小層劃分對比的主要依據(jù)之三

小層劃分對比一般是在一個油藏范圍內(nèi)進行，乃至是在一個油藏的某個區(qū)塊上展開。其劃分對比的范圍相對較小，從沉積相的分布來看，一般不會超過“沉積亞相”的分布范圍，沉積相對穩(wěn)定。相鄰區(qū)域或者一個油藏范圍內(nèi)“小層”具有漸變的特征，但是“小層”地層單元在垂向上的厚度變化一般不會很大，即使有變化，也有規(guī)律可尋。因此，在標志層和旋回特征不明顯時，相近井的小層劃分對比可以考慮厚度規(guī)律變化的原則進行小層劃分對比。即“巖性近乎相同，厚度基本一致”的原則。

在長8小層對比中，根據(jù)長8油藏沉積的旋回特征，結(jié)合層序?qū)Ρ?、巖性對比和厚度變化規(guī)律的方法，將標志層選取為延長組沉積的一級旋回的頂部泥巖段(泥巖隔層)，以此來確定能控制每個砂層組中各小層的對比和展布的頂?shù)捉缇€，確保在各小層不發(fā)生竄層現(xiàn)象。長8頂部發(fā)育的泥巖在垂向上和橫向上分布都很穩(wěn)定，在研究區(qū)鉆遇率為100%。該層泥巖厚度一般為2 m左右的深灰色泥巖，是井下地層對比中巖性、電性特征明顯的的區(qū)域性標志層，為長7和長8的界限。電性特征表現(xiàn)為高自然伽馬、高聲波時差、正偏幅的自然電位和低深感應(yīng)值。

3 儲層特征

3.1 沉積特征

研究區(qū)長81儲層為辮狀河三角洲沉積，有水下分流河道砂體。巖性特征包括淺灰色細砂巖，灰色泥質(zhì)粉砂巖，深灰色粉砂質(zhì)泥巖，深灰色、灰褐色泥巖，黑色頁巖。砂巖成分以長石為主，石英次之，見少量暗色礦物及白云母碎片，顆粒呈次圓-棱角狀，分選中等。具正韻律旋回，常形成多期河道疊加的復合砂體，單層砂體主要是厚度一般在5～35 m、多為15 m左右的厚層塊狀中-細砂巖，底部是中細粒砂巖，其是由多個正粒序砂體疊合而成的。由于沉積條件的變化，砂體在垂向上切割疊加頻繁，橫向上延伸厚薄突變現(xiàn)象頻發(fā)，巖性相變大，油層非均質(zhì)性變強，物性變化較大。長81油組的巖芯分析孔隙度9.8%；滲透率0.57 μm2。

3.2 儲層物性

長8油藏含油面積內(nèi)含油層段1575塊樣品的巖芯分析結(jié)果表明(表1)：空氣滲透率0.1～27.35 mD ，平均滲透率為1.765 mD；孔隙度7%～18.69%，平均孔隙度為11.287%。

表1 鎮(zhèn)北油田巖芯分析物性數(shù)據(jù)表

長81油藏孔隙度、滲透率在平面上的分布主要受沉積相帶控制，在分流河道、河口壩微相砂體發(fā)育的部位，孔隙度、滲透率相對較高；而在堤泛相或間灣等部位，砂層不發(fā)育，孔隙度、滲透率相對低。

通過巖心分析滲透率統(tǒng)計，長8儲層變異系數(shù)0.71，為中等非均質(zhì)。

長8層面孔率為4.14%，粒間孔含量2.15%、占總面孔率的51.93%，粒內(nèi)溶孔含量1.77%、占總面孔率的42.75%(表2)。

表2 鎮(zhèn)北油田孔隙類型及其含量統(tǒng)計表

長8儲層平均排驅(qū)壓力0.69 MPa，最大連通喉道半徑為1.07 μm；平均中值壓力6.74 MPa，中值半徑0.11 μm；主要以微細喉為主，喉道分選系數(shù)2.56，變異系數(shù)0.24，分選較差；最大進汞量81.58%；退汞效率平均為29.43%；平均孔徑22.26 μm，屬中孔微細喉型。

4 成藏規(guī)律

4.1 油氣來源

依據(jù)前人研究，隴東三疊系延長組油氣隸屬于中生界油氣田，穩(wěn)定沉降和埋藏過程相似，延長組各層段由于最大埋藏深度不同，熱演化程度也不盡不同。門限位置在侏羅系延安組的底部或延長組長1+2段的上部；長9-長10段已進入高成熟演化階段。與本地區(qū)油源關(guān)系密切的長8-長7段為一套處于成熟有機質(zhì)演化階段、已達生油高峰、具備有利生排烴條件的烴源巖。延長組長7段為一套對烴類聚集成藏有著先天有利條件的富有機質(zhì)泥巖、油頁巖。

4.2 油氣封蓋及運移條件

油氣藏的形成，不僅要看生、儲、蓋層的存在與否，更重要的是生油層、儲集層和蓋層三者在時間上和空間上的相互配置關(guān)系。延長組長8時期其上部發(fā)育的長7全區(qū)為良好的烴源巖發(fā)育層，因此，長7烴源巖生成的油氣也可以垂向向下運移至長8儲集巖中，它本身又可以成為長8儲集層的蓋層。

4.3 構(gòu)造及圈閉條件分析

鎮(zhèn)北地區(qū)長8油藏的構(gòu)造條件相對比較簡單，是一個斷裂作用不發(fā)育、總體表現(xiàn)為東高西低的西傾單斜。長8油藏不同于侏羅系油藏，成巖作用為其主控因素，沉積次之。隨著油藏埋深的增加，成巖作用的影響更為凸顯。雖然此段為分布面積廣而穩(wěn)定、厚度大的砂體，但從油氣顯示和分布的資料來看，油層內(nèi)部非均質(zhì)性較強，導致部分井試油產(chǎn)量低，試采效果欠佳。

4.4 油藏控制因素

4.4.1 沉積作用是油藏形成的控制因素

有利的沉積相帶是油氣富集成藏、大面積分布的最基本依據(jù)，是油氣運移聚集的最優(yōu)勢承載區(qū)。尋找儲層發(fā)育的有利沉積相帶是預(yù)測有利勘探目標的關(guān)鍵。延長組長8向上是一個由湖盆形成、發(fā)展至萎縮的演變過程，由此導致了砂巖粒度在縱向上由粗到細再到粗的變化，儲層物性也相應(yīng)發(fā)生了上述變化規(guī)律。

4.4.2 儲層物性是決定聚集成藏的主要因素

雖然長8油藏含油分布廣泛、油層厚度大，但由于滲透性的差異，相同油層產(chǎn)量懸殊較大。表現(xiàn)出油層滲透率與產(chǎn)量呈正相關(guān)關(guān)系，滲透率越高產(chǎn)量越多。存在個別滲透率較低的油層試油產(chǎn)量較高，是由于施工時油層壓裂改造強度大或微裂隙(縫)較發(fā)育，但產(chǎn)量遞減快，開發(fā)效果較差，其開發(fā)價值不可與高滲層相提并論。

5 結(jié)語

(1)隴東地區(qū)長8油層組的有利沉積微相是三角洲前緣水下分流河道微相，沿河道方向有利砂體表現(xiàn)為多層多邊式的疊置關(guān)系，垂直河道方向有利砂體以多層式為主。

(2)三疊系長8油組上覆長7優(yōu)質(zhì)烴源巖，有著好的油源條件；長8油層組儲層物性較好且沿水下分流河道方向連片分布，有著較好的儲集能力；長7的烴源巖和長8的分流河道間泥質(zhì)巖是良好的蓋層。良好的生、儲、蓋組合使長8儲層成了油氣運聚的有利指向區(qū)，形成了大面積連片分布的巖性油氣藏。

(3)主砂帶的相對高滲帶控制著油層發(fā)育。在措施改造時應(yīng)注重儲層實際情況，結(jié)合填隙物的成份、含量優(yōu)化試油方案，從而最大限度的減少油層污染，提高試油產(chǎn)量。

(4)巖性為馬嶺地區(qū)長8油藏油氣分布的主控因素，由于受沉積、成巖等因素的影響，馬嶺地區(qū)長8儲層巖石類型、結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、碎屑成份及孔隙類型變化較大，使得油層內(nèi)部非均質(zhì)性增強。

(5)長8油藏為巖性油藏。油層沿水下分流河道主砂體的相對高滲帶發(fā)育。不同小層因砂體的發(fā)育程度和規(guī)模的差別，形成了沿主砂帶的條帶狀或斷續(xù)的帶狀的巖性油藏表現(xiàn)形式。

(6)砂體的空間展布受沉積作用的嚴格控制，主砂帶與水下分流河道砂體延伸方向一致，水下分流河道砂體沿水流方向堆積的厚度比較大，延伸距離長，主砂體的厚度變化相對較小，連通性相對較高。而垂直水流方向，砂體變化很快，厚度突變性強。

(7)儲層非均質(zhì)性強，層內(nèi)滲透率變化表現(xiàn)為正反復合韻律、反正復合韻律、均質(zhì)韻律共存，層內(nèi)夾層厚度薄且數(shù)量較多。層內(nèi)滲透率的差異導致了尖峰狀吸水，層間非均質(zhì)導致層間吸水性不均和層間矛盾突出，給開發(fā)帶來難度。

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